 |
| Torjus Folsland Bolkesjø, Jon Gustav Kirkerud og Erik Trømborg, NMBU |
En optimal tariffstruktur bør dekke relevante nettkostnader samtidig som den er et insentiv til riktig bruk av el i et systemperspektiv.
Vi har analysert hvorvidt utformingen av nettariffene gir en bruk av elkjeler i fjernvarmeanlegg som harmonerer med de fremtidige utfordringene i kraftmarkedet.
Hvordan utformes nettleien?
 |
| FIGUR 1: Gjennomsnittskostnad ved bruk av uprioritert el-kjel i Oslo januar 2012 (faktiske priser) ved ulike brukstider. |
For det første skal nettleien dekke kostnadene med å drifte nettet.
Videre skal den gi et riktig prissignal slik at det samfunnsøkonomiske overskuddet ved investeringer og drift av nett maksimeres på kort og lang sikt.
Hensynet til kunden er også viktig: hver bruker skal betale det samme for den samme varen, og utformingen av tariffen skal være transparent, stabil, og forståelig.
Nettleien består vanligvis av et fastledd, et energiledd som skal reflektere marginale tapskostnader og et effektledd målt ut fra høyeste forbruk i en gitt periode (typisk en måned) og som skal reflektere marginale kostnader knyttet til utvidelse av nettet. Bruk av månedsbasert effektledd gir utfordringer for fleksible forbrukere fordi kostnaden ved effektleddet er uavhengig av brukstid, noe som blir illustrert i Figur 1.
Ved lav brukstid blir elkjelbruk lite lønnsomt, selv i perioder med lav kraftetterspørsel hvor kraftprisen er under 25 øre. Da vil heller bruk av gasskjel på propan med brenselskostnader på 500-600 kr/MWh være mer lønnsomt.
Samtidig gjør et effektledd på månedsbasis at dersom elkjelen tas i bruk i starten av en måned med lave kraftpriser «forsvinner» nettleien i en marginalvurdering i resterende timene av måneden.
Analyser av bruk av el-kjel med tariffstrukturer
 |
| FIGUR 2: .Kraftpriser 2012 og nettleie. Effektleddet er 110 kr/kW i januar, februar og desember, kr 47/kW i mars og november, og 8 kr/kW i sommermånedene. Energileddet er 25 kr/MWh fra november til mars og kr 15/MWh i sommermånedene. |
Eksempelanlegget har biokjel, elkjel og gasskjel. Modellen minimerer kostnadene ved å levere en gitt mengde varme per time med gitte driftstekniske forutsetninger for de ulike kjeltypene.
Vi har tatt utgangspunkt i tilnærmet samme samlet nivå på nettleien for elkjelen, men variert nivået og strukturen på energi- og effektleddet (tabell 1).
«Bare energiledd» (FT) og «Effekt- og energiledd» (DC) representerer tradisjonelle tariffstrukturer med vekt på henholdsvis energiledd og effektledd. AMS gjør det mulig å ta i bruk tidsdifferensierte tariffer; «Kritisk effektprising» (CPP) er en variant der målet er å sette en pris på topplastforbruk; effektleddet regnes kun av timer med faktisk høylast i kraftnettet.
Ved «spotprisleie» (RTP) er eksponeringen mot spotprisen sterkere ved at tariffen varierer med denne fra time til time. For kjøp av selve strømmen benyttes spotprisene i både Øst-Norge (NO1) og Danmark (DK1) 2012 for å studere effekter av ulik prisstruktur.
I et framtidsscenario der Norge knyttes sterkere til det kontinentale kraftsystemet er det naturlig å anta at den norske prisstrukturen gradvis vil ligne mer den danske som påvirkes av mye vind og termisk kraft. Figur 2 viser kraftpris og nettleie på ukesbasis i 2012.
TABELL 1: Analyserte modeller for nettleie.
Tariffstruktur
|
Beskrivelse
|
Energiledd
|
Effektledd
|
Avregning av
effektledd
|
FT
|
Bare
energiledd
|
Baseline
+ kr 103/MWh
|
Ingen
|
Ingen
|
DC
|
Energi- og effektledd
|
Baseline
|
Baseline
|
Maks effekt/brukt pr måned
|
CPP
|
Kritisk effektprising
|
Baseline
|
Kr 446/kW/år
|
Maks effekt pr år ved i de 5 % timene med høyest effektbruk i
2012
|
RTP
|
Spotprisleie
|
Spotpris * 46.4 %
|
Ingen
|
Ingen
|
Nett-leien påvirker fleksibel bruk av el-kjel
 |
| FIGUR 3: Andelen varme produsert i ulike kjeler. Scenariene er definert i Tabell 1 |
I alle scenariene produserer biokjelen mer enn 78% av varmen. Bruken av elkjel øker med et skifte fra tradisjonelle tariffer til tidsdifferensierte tariffer.
Elkjelbruken er høyest med «Kritisk effektprising» (CPP). «Energi- og effektledd» (DC) som er vanligst i dag gir mest bruk av gass-kjel. Bruken av biokjelen er høyest uten effektledd i Norge og med standard effektledd i Danmark.
I Norge brukes elkjelen mest på sommertid siden kraftprisene vanligvis er lave da. På grunn av en høy vindkraftandel er det i Danmark periodevis lave kraftpriser på vinteren der elkjelbruk kan gi stor nytteverdi i varmesystemet.
Denne nytteverdien begrenses kraftig med tradisjonell utforming basert på effektledd. Tradisjonelle tariffer med månedlig beregning av effektledd kan også resultere i økt bruk av elkjel i høylastperioder hvis effektkostnaden allerede er utløst i lavlastperioder.
Det er en klar forskjell døgnmønsteret med mest bruk av elkjel på dagen i Norge og på natten i Danmark. Standard effektledd eliminerer i praksis bruk av elkjel om vinteren, mens ett flatt energiledd gir lavest bruk av elkjel sommertid (Figur 4).
Nettariffer basert på høylastperioder (CPP) eller knyttet til løpende spotpriser (RTP) gir bedre samsvar med elkjelbruk og nettutfordringer.
 |
| FIGUR 4: Bruk av elkjeler fordelt på uke (a og b) og time i døgnet (c og d) i Øst- Norge NO1 (a og c) og Danmark DK1 (b og d). |
Systemeffekter må vurderes ved utforming av nettleien
Fra et systemperspektiv er det ønskelig at nettleien ikke motvirker fleksibel respons på kraftprisene, men heller bidrar til høyere bruk når kraftprisen og nettlasten er lav og lavere bruk når kraftprisen og nettlasten er høy.Samtidig skal nettleien generere tilfredsstillende inntekter for nettselskapet i tråd med de overnevnte prinsippene.
Resultatene viser at fleksibel bruk av elkjeler er sensitiv for innretningen på nettleien og at dagens tariffer gir bruk av elkjel som i for liten grad harmonerer med de fremtidige utfordringene i kraftmarkedet. Systemeffekter bør derfor tas i betraktning når tariffer for fleksibel elbruk utformes.
 |
| FIGUR 2: Bruk av elkjeler pr uke (a og b) gjennomsnittlig pr time over døgnet (c og d) i Norge NO1 (a og c) og Danmark DK1 (b og d). |
